光伏行业策略报告：全球趋势中国国策黄金赛道龙头强劲

光伏行业策略报告：全球趋势，中国国策，黄金赛道，龙头强劲一、大势所趋，可再生能源长期空间巨大1.1

全球应对气候变化，签署《巴黎协定》为应对全球气候变化问题，2015

年

12

月，《联合国气候变化框架公约》近

200

个缔约方在

巴黎气候变化大会上达成《巴黎协定》。《巴黎协定》提出，各方将加强对气候变化威胁的全

球应对，把全球平均气温较工业化前水平升高控制在

2℃之内，并为把升温控制在

1.5℃之

内而努力。为了确定实现以上目标的路径，经过两年多的持续研究，联合国政府间气候变化

专门委员会（IPCC）于

2018

年发布了《IPCC全球升温

1.5℃特别报告》。报告指出，升温

1.5℃带来的风险远低于升温

2℃带来的风险，要实现升温控制在

1.5℃以内目标，需要进行

史无前例的大规模低碳转型，到

21

世纪中叶左右，必须实现全球净零排放。1.2

主要国家宣布碳中和目标，碳中和大势已定截至

2021

年

2

月，目前，全球已有超过

120

个国家和地区提出了碳中和目标。其中，大部

分计划在

2050

年左右实现。中国政府高度重视应对气候变化工作，积极主动承担国际责任，统筹国内经济社会发展和生

态环境保护工作，提出了中国应对气候变化的方案。二、需求量大增，市场空间进一步打开要实现碳达峰碳中和目标，核心是实现两个替代，即在能源消费端实现以电能替代化石能源，

在能源生产端实现以可再生能源发电替代化石能源发电，我们预计在发电端，未来光伏装机

需求将快速提升。2.1

全球光伏市场前景广阔，2050

年达到

14000GW从长期角度看，在全球

2050

年实现碳中和的背景下，到

2050

年

电力将成为最主要的终端能源消费形式，占比达

51%。其中，90%的电力由可再生能源发电

供应，63%的电力由风电和光伏发电供应。2050

年全球光伏累计装机量将达到

14000GW。2020

年全球光伏累计

装机量为

725GW，由此推算

2020~2050

三十年间年复合增长率为

10.4%，长期空间及成

长确定性极高。从短期角度看，我们预计

2021

年全球新增光伏装机量为

150~170GW，海

外光伏装机新增量约为

100GW。按照

2021

年全球新增光伏装机量中位数

160GW，容配比为

1.2，单瓦硅耗为

2.9g/W。2.2

中国光伏装机空间巨大，2030

年累计装机达到

982GW根据目前官方公布的能源规划数据，可以初步测算

2025

及

2030

年中国光伏装机总量。目前官方公布信息如下：①气候雄心峰会：到

2030

年，非化石能源占一次能源消费比重将达到

25%左右，风电、太

阳能发电总装机容量将达到

1200GW以上。②关于国民经济和社会发展第十四个五年规划和

2035

年远景目标纲要的决议：十四五期间，

单位国内生产总值能耗降低

13.5%，非化石能源占能源消费总量比重提高到

20%左右。假设我国

GDP在“十四五”期间年均增速

5.5%，“十五五”期间年均增速

4.5%，“十五五”

期间单位国内生产总值能耗降低

14%；2025

年核电累计装机总量为

70GW，2030

年为

90GW；2025

年常规水电和抽水蓄能累计装机分别达到

390GW和

62GW，2030

年常规水

电和抽水蓄能累计装机分别达到

440GW和

120GW；2025

年生物质发电量为

299.4TWh，

2030

年为

676.2TWh。根据以上信息，可以测算，2025

年风光发电量为

1445.7TWh，2030

年为

2033.3TWh。考虑到风光出力特性具有一定互补性，按照不同发电量比例计算光伏发电量，同时，我国光

伏

2017~2019

年三年平均利用小时数为

1242

小时，以此作为测算所用利用小时数，计算对

应光伏装机量。2020

年，我国光伏装机总量为

253GW。按照保守情况，2025

年，我国光伏装机总量将达

到

698GW，“十四五”新增

445GW，年均新增

89GW，五年年均复合增长率为

22.5%。

2030

年我国光伏装机总量为

982GW，“十五五”新增

284GW，年均新增

57GW。假设容

配比为

1.2，单瓦硅耗为

2.9g/W。需求快速放量，光伏产业链的各环节均充分受益。其中，对于供应紧张而扩产速度低于需求

增长的产业链环节，龙头企业凭借成本优势盈利更高，例如多晶硅料制造行业等；同时，在

部分产业链环节存在供需周期错配的情况下，行业内的硅片/电池片/组件一体化龙头企业将

扩大市占率，体现出更强的盈利能力。三、平价时代到来，光伏发电经济性愈加显著3.1

光伏中标电价持续下降，2020

年全球最低达

1.32

美分/KWh由于技术的不断进步，光伏中标电价持续下降，投资成本和发电成本逐年下降。2020

年，

葡萄牙一个光伏项目中标电价达到约

1.32

美分/KWh，折合当时人民币价格约

0.091

元/KWh，

比

2019

年最低中标电价降低了

0.324

美分/KWh，降幅约

20%。2020

年，我国光伏发电项

目中标电价也继续下降，青海海南州一个光伏发电竞价项目中标电价为

0.2427

元/KWh（约

3.46

美分/KWh），低于

2019

年达拉特旗光伏项目

0.26

元/KWh的电价。除此之外，阿联

酋、卡塔尔、印度等国光伏中标电价也打破了之前的最低纪录。光伏电价已经在全球越来越

多的国家和地区低于火电。3.2

碳交易有望增厚用户利润，降低成本波动敏感度2021

年

1

月

1

日起，全国碳市场首个履约周期正式启动。首个履约周期截止到

2021

年

12

月

31

日，涉及

2225

家发电行业的重点排放单位。2021

年

1

月，生态环境部公布了《碳排

放权交易管理办法（试行）》，自

2021

年

2

月

1

日起正式实施。该文件明确

CCER（ChineseCertifiedEmissionReduction，即国家核证减排量）抵消机制成为碳排放权交易制度体系的

重要组成部分。具体来讲，重点排放单位每年可以使用

CCER抵销碳排放配额的清缴，抵销

比例不得超过应清缴碳排放配额的

5%。这意味着，光伏和风电等减排项目可以将其产生的

二氧化碳减排量在全国碳市场出售，获取经济收益。光伏电站出售

CCER的收益主要受

CCER价格的影响。目前，我国已有碳交易试点地区中

上海的

CCER交易机制最为灵活，成交量最大，数据最为全面。当前，我国碳排放交易尚处于起步阶段，碳排放配额发放较为充足，由此产生的减排压力并

不足够大，企业需求尚未完全释放。同时，在我国积极推进碳中和政策的形势下，碳交易将

成为关键的政策执行手段，为了推动重点排放企业大力减排，预期国家将逐渐减少碳排放配

额的发放，同时，将制定有效市场政策保障碳排放配额和

CCER价格处于合理区间。因此，

预期未来

CCER价格将逐渐上涨。初步测算，乐观情况下通过交易

CCER可使光伏发电项目

IRR提升约

1pct。这将一定程度

上降低电站项目对组件等价格上涨的敏感度，平抑上游原材料价格波动带来的不良影响。四、新能源消纳：政策到位、技术保障，效果显著、未来可期2015~2016

年我国弃风弃光率较高，经过

5

年的努力，目前我国弃风弃光率已大大下降，

基本实现全额消纳。当前，中央高度重视碳中和工作，规划大力发展新能源电力，我们预计

作为头部央企的电网公司将积极配合工作，采取有力措施保障未来新能源并网消纳。4.1

以史为鉴，多因素导致弃风弃光2015

年，我国新能源发电量占比较低，但弃用率较高。据中电联数据，截至

2015

年底，我

国风电装机

131GW，光伏发电装机

42.2GW。2015

年，我国风电发电量

1856

亿

KWh，占

总发电量的

8.6%；光伏发电量

395

亿

KWh，占总发电量的

2.8%。

2015

年，我国弃风限电形势严峻，全国弃风电量

33.9TWh，平均弃风率达到

15%。“三北”地区的弃风弃光问题最为严重，弃风量占总弃风量的

99.9%；西北地区弃光量占总弃光量

的

95%。2015

年，弃风弃光严重是多重因素综合影响导致的。①新能源装机与负荷呈逆向分布。“三北”地区负荷占全国总负荷的

36%，而其新能源装机

占全国总量的

75%。其中，蒙东、甘肃、宁夏、新疆的新能源渗透率高于

100%，已经超过

了丹麦、西班牙、葡萄牙等国家。②灵活调节电源占比低。我国抽蓄等灵活调节电源装机占比较低，“三北”地区灵活调节电

源仅为新能源装机的

18%。我国火电装机超过

1TW，调峰能力仅约

50%；在供暖季，“三

北”地区的火电机组只有约

20%的调峰能力。③电网跨区外送能力较差。截至

2015

年底，西北电网新能源装机

60GW，跨区电力外送能

力仅

16.1GW。东北电网新能源装机

25.5GW，跨区外送能力仅

3GW。总体来看，2015

年我国新能源消纳问题是区域负荷规模、电源调节性能、电网互联水平等

多重因素综合作用导致。4.2

政策到位，技术保障，效果显著为了降低弃风弃光率，政府部门和电网公司做了大量工作，效果显著。1）政府部门：出台多项政策，目标直指提高消纳水平2016

年

3

月，国家发改委正式印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。办法规定，

可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保

障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同保障全额按标

杆上网电价收购；市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电

合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。不存在限制可再生能源发电情况的地区，

电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。2017

年

11

月

13

日，国家发改委、国家能源局正式下发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，

明确按年度实施可再生能源电力配额制，并在

2020

年全国范围内有效解决弃水弃风弃光问

题。2019

年

5

月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于建立健全可再生能源电

力消纳保障机制的通知》，对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重。2）电网公司：多措并举，提高跨区输电能力、就地消纳能力和系统调节能力“十三五”期间，国家电网采取多种措施，积极提高新能源消纳水平。①加快电网建设。投资约

2.4

万亿元，建设坚强智能电网，保障新能源及时并网和消纳。②加强输电通道建设。跨省区输电能力达到

230GW，输送清洁能源电量比例

43%，实现全

国范围资源优化配置。③加快抽水蓄能电站建设。“十三五”以来累计开工抽水蓄能电站21座、装机容量28.53GW，

在运在建规模达到

62.36GW。3）消纳水平持续提高，2019

年弃风率

4%，弃光率

2%在政府部门和电网公司的持续发力下，我国新能源电力消纳持续好转。2019

年，全国弃光率

2%，北方地区消纳情况明显改善。截止

2019

年底，我国光伏发电装机

204GW。2019

年，光伏发电

224.3TWh，同比增长

26.3%。全国弃光电量

4.6TWh，弃光率

2%，同比下降

1

个百分点。光伏消纳问题主要出现

在西北地区，其弃光电量占全国的

87%，弃光率降至

5.9%，同比下降

2.3

个百分点。4.3

继往开来，多措并举，未来可期在中央领导人明确提出“碳达峰碳中和”目标后，政府部门和电网公司积极响应，出台措施

进一步提高新能源消纳能力，预计未来新能源消纳将继续保持高水平。1）政府部门：压实责任，力保消纳2021

年

3

月

17

日，国家能源局近日印发了《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》，决定

在全国范围内组织开展清洁能源消纳情况综合监管。该次综合监管以促进清洁能源高效利用

为目标，督促相关地区和企业严格落实国家清洁能源政策，优化清洁能源并网接入和调度运

行，规范清洁能源参与市场化交易，及时发现清洁能源发展中存在的突出问题，确保清洁能

源得到高效利用，进一步促进清洁能源行业高质量发展，助力实现“碳达峰、碳中和”。综合

监管聚焦六个方面内容：一是清洁能源消纳主要目标完成和重点任务落实情况；二是落实可

再生能源电力消纳责任权重情况；三是清洁能源发电项目并网接入情况；四是清洁能源优化

调度情况；五是清洁能源跨省区交易消纳情况；六是清洁能源参与辅助服务市场情况。2）国家电网：进一步提高跨区输电能力、就地消纳能力和系统调节能力国家电网积极响应中央战略，提高电网新能源消纳能力已成为核心工作，可以预期未来电网

的光伏消纳能力将获得巨大提升，为光伏发电占比的提升打开空间。2021

年

3

月

1

日国家电网公司发布公司“碳达峰碳中和”行动方案，从六个方面提出十八

项行动措施，重点是提升电网跨区输送能力和调节能力，为可再生能源电力消纳作保障。行动方案指出要推动电网向能源互联网升级，打造清洁能源优化配置平台。要加大跨区输送

清洁能源力度。将持续提升已建输电通道利用效率，作为电网发展主要内容和重点任务。“十

四五”期间，推动配套电源加快建设，完善送受端网架，推动建立跨省区输电长效机制，已

建通道逐步实现满送，提升输电能力

35.27GW。优化送端配套电源结构，提高输送清洁能源

比重。新增跨区输电通道以输送清洁能源为主，“十四五”规划建成

7

回特高压直流，新增

输电能力

56GW。到

2025

年，公司经营区跨省跨区输电能力达到

300GW，输送清洁能源

占比达到

50%。行动方案还指出，要推动网源协调发展和调度交易机制优化，着力做好清洁能源并网消纳持

续提升系统调节能力。要加快已开工的

41.63GW抽水蓄能电站建设。“十四五”期间，加大

抽水蓄能电站规划选点和前期工作，再安排开工建设一批项目，到

2025

年，公司经营区抽

水蓄能装机超过

50GW。积极支持煤电灵活性改造，尽可能减少煤电发电量，推动电煤消费尽快达峰。支持调峰气电建设和储能规模化应用。积极推动发展“光伏+储能”，提高分布式

电源利用效率。4）煤电灵活性改造：潜力巨大，为新能源消纳腾出更多空间“十三五”期间，煤电灵活性改造完成情况与目标差距较大，预计“十四五”期间，将出台

政策给予煤电调峰合理补偿，激发煤电企业灵活性改造动力，为新能源消纳提供更多空间。①目前我国电力系统调节能力不足2019

年

12

月中电联发布《煤电机组灵活性运行政策研究》。研究指出，我国抽水蓄能、燃

气发电等灵活调节电源装机占比不到

6%。其中，“三北”地区风电、太阳能发电装机分别占

全国的

72%、61%，但该区域灵活调节电源占比不足

3%。同时，欧美等国灵活电源占比较

高，美国、西班牙和德国占比分别为

49%、34%和

18%。②短期内煤电灵活性改造是提高系统调节能力的有效手段受多重因素限制，我国灵活调节电源建设远不及新能源发展速度。抽水蓄能电站受站址资源

制约，且建设周期较长。气电受气源、气价约束，发展规模有限。电化学储能受制于经济性、

安全性，目前尚不具备大规模商业化应用条件。在此背景下，煤电机组灵活性改造成为短期内提升系统调节能力的主要手段。改造后的纯凝

煤电机组最小技术出力可达到

30%~40%额定容量，热电联产机组最小技术出力可达到

40%~50%额定容量。③预计“十四五”将出台合理的调峰补偿方案，激发煤电改造动力，提高新能源消纳空间截至

2019

年底，我国累计

完成煤电灵活性改造约

57.75GW，仅为

220GW改造目标的

25%左右。主要原因是没有设

置合理的调峰电价补偿，煤电企业改造积极性不足。当前，中央高度重视“碳中和”工作，提出构建以新能源为主体的新型电力系统。为提升电

力系统新能源消纳能力，预计“十四五”期间将出台合理的调峰补偿方案，激发煤电灵活性

改造动力。目前我国燃煤机组装机容量共约

1100GW，若四分之一进行灵活性改造，初步测算将新增

43GW的调峰容量，且改造周期短，单位成本更低。5）电化学储能：政策支撑，经济性有望改善，预期未来大幅提高消纳能力①电化学储能发展潜力较大，目前因成本和收益等原因推广缓慢相比于抽水蓄能，电化学储能受地理条件制约较小，建设周期较短，可以灵活运用于电力系

统各环节。当前，锂电池储能成本相对较高，是制约其大规模推广的核心因素。国家发展改革委、国家

能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》中提到，到

2025

年，

实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术

装备自主可控水平大幅提升，在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基

本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达

30GW以上。新

型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。2019

年电化学储能市场主流价

格为

1.8~1.9

元/Wh，2020

年最低中标价格已达到

1.06

元/Wh。预期随着技术进步，储能投

资成本将进一步下降。由于政策和电价等多重原因，近年来我国电力系统配置储能主要集中在新能源发电侧。2020

年已有多个省（自治区）出台了新能源配置储能的相关政策，要求配置储能容量为新能源装机容量的

5%~20%。对于发电侧储能来说，目前储能新增收益仍不明朗，加装储能将使电站

成本增加

5.3~10.6%，导致电站配置储能积极性较低，但随着设备成本持续下降，储能渗透

率有望不断提升。②青海率先出台储能补贴政策，有望起到示范引领作用，缓解配储成本压力青海是我国新能源发电大省。截至

2020

年年底，青海电网总装机规模达到

40.30GW，其中

新能源装机

24.45GW，占全网总装机的

60.7%。2020

年，青海新能源发电量达到

24.9TWh，

占青海当年总发电量的

26%。青海新能源消纳问题比较明显。2020

年全国弃风电量

16.61TWh，弃风率

3.5%；弃光电量

5.26TWh，弃光率

2%。然而，由于新能源装机量和装机占比较高，青海新能源消纳问题依

然比较明显。2020

年，青海弃风率

4.7%，弃光率

8%，均高于全国平均水平。青海积极出台储能相关政策助力新能源消纳。2021

年

1

月

18

日，青海省发改委、科技厅、

工信厅、能源局联合下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，为全国首

个针对新能源+储能项目补贴方案。该文件明确对“新能源＋储能”、“水电＋新能源+储能”

项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时

0.10

元运营补贴，如果经省工

业和信息化厅认定使用本省产储能电池

60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加每千瓦

时

0.05

元补贴。补贴对象为

2021、2022

年投产的电化学储能项目，由电网企业每月按电量

及时足额结算，补贴资金纳入电网企业第二监管周期输配电价降价预留资金统筹解决，补贴

时限暂定为

2021

年

1

月

1

日至

2022

年

12

月

31

日。文件要求，新建新能源项目，储能容

量原则上不低于新能源项目装机量的

10%，储能时长

2

小时以上。对储能配比高、时间长的

一体化项目给予优先支持；新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与

新能源、储能容量配比达到

1∶2∶0.2，实现就地平衡。此外，文件还明确优先保障消纳，

电网企业要与储能电站企业签订并网调度协议和购售电合同，确保“新能源+储能”、"水电+

新能源+储能”项目和独立储能电站优先接入、优先调度、优先消纳、优先外送，保证储能设

施利用小时数不低于

540

小时。根据初步测算，配储可以降低弃光率

3%~6%，在不考虑运维成本的情况下，无补贴状态下

收回储能初始投资成本需要约

7

年，按照青海当前的补贴政策，需要约

5

年的时间收回储能

的初始投资。该政策可以一定程度上缓解新能源配置储能的经济压力，推动储能在电力系统

中的渗透。在目前的政策形势下，预期政府部门将出台更有利于储能发展的政策文件，进一

步推动储能发展。五、能耗双控，产业链龙头迎来发展新机遇5.1“能耗双控”预期继续推广，产业链龙头优势更显2021

年

2

月

25

日，内蒙古发布《关于确保完成“十四五”能耗双控目标任务若干保障措施》

的征求意见稿，确定

2021

年全区能耗双控目标为单位

GDP能耗下降

3%，能耗增量控制在

500

万吨标准煤左右，能耗总量增速控制在

1.9%左右，单位工业增加值能耗（等价值）下降

4%以上。文件指出，要严格节能审查约束，全面实施用能预算管理，加快推进高耗能行业结

构调整。从

2021

年起，不再审批无下游转化的多晶硅、单晶硅等新增产能项目，确有必要

建设的须在区内实施产能和能耗减量置换。随着“碳中和”政策的逐步推进，“能耗双控”预期将继续推广。作为我国煤炭能源供应大

省，内蒙古具有能源优势，是硅料、硅片企业重点布局地区。2020

年至

2021

年

3

月，硅料

供应持续紧张，硅料大厂纷纷加紧扩张产能。通威、天合、

新疆大全、特变电工、保利协鑫等多家光伏企业共发布

76.9

万吨扩产计划。其中，57.5

万

吨位于内蒙古地区，占总量的

75%以上。内蒙古率先出台能耗双控相关措施，显示出地方政

府落实“碳中和”政策的积极态度和强大执行力，预期未来其他省份将陆续出台相关政策。因此，未来高耗能行业新增产能建设将面临更为严格的审核和管控，存量产能将面临提优化能耗的压力，实质上促成新一轮的供给侧结构性调整。短期内行业生存压力显著提升，落后

产能将加速出清，同时，凭借先发布局优势、生产技术优势、成本管控优势，龙头企业市占

率将继续提升。5.2

多晶硅：需求推动，供应紧张，量价齐升，龙头盈利增厚①多晶硅行业特点：产业集中度高、重资产、化工生产特性明显从行业竞争格局来讲，多晶硅行业的产业集中度较高。目前全球硅料龙头企业主要有保利协

鑫

、通威股份

、韩国

OCI、德国

Wacker、新特能源、新疆大全、东方希望、亚洲硅业和

内蒙古盾安等，全球大部分产能都在我国。2020

年，市场

CR5

达到

87.5%，我国产量

5

万

吨级以上的企业有四家。多晶硅产业属于重资产型产业。产量

1

万吨的多晶硅产线投资需

10

亿元，一般的产线是

3

万吨的产量，因此，开发一条多晶硅产线需要约

30

亿元前期投入，是整个产业链中资金投

入最大的环节。从生产供应特性来讲，多晶硅生产为化工产品生产模式，具有投产时间长、产能弹性小、安

全风险大的特点。（1）投产时间长：从项目开建到产能投产一般需要

12~18

个月，远高于下游环节的扩产周

期。在市场需求发生较大变化的阶段，容易出现供需失衡的现象。（2）产能弹性小：在生产过程中，只有满负荷生产才能实现最优的经济性，因此产量较为稳

定。（3）安全风险大：一旦出现安全事故，企业被迫停产，就会影响多晶硅供应量，造成阶段性

的供应紧张。②2021

年硅料行业新增产能有限，下游产能扩张迅速，供需紧张2021

年硅料行业新增产能有限，供需紧张。据中国有色金属工业协会硅业分会测算，2021

年全球供应量极限为

57~58

万吨。2020

年全球光伏装机总量约为

130GW，2021

年全球装

机总量有望提升至

150~170GW，按容配比

1:1.2

计算，对应硅片需求

180~204GW，对应

多晶硅料需求

52.2~59.2

万吨。2021

年，硅料供需紧张。③硅料价格有望维持高位，产能被长单锁定，行业龙头盈利有望大幅增厚2020

年，多晶硅价格先抑后扬，Q2

单晶硅料一度跌至

6

万/吨以下，Q3

快速反弹至

9

万/吨

以上，Q4

硅料企业开工恢复，硅料短缺情况好转，价格小幅下滑，但依然维持高位。随着硅

料库存消化叠加硅片企业陆续扩产，12

月底硅料价格筑底企稳。2021

年以来多晶硅价格持续

上涨，截至

4

月

21

日单晶复投料平均成交价达到

14.78

万元/吨。多晶硅价格持续上涨的根本

原因是多晶硅阶段性供不应求，短期看多晶硅价格有望维持高位。由于硅料价格持续上涨，多晶硅企业产能多数被长单锁定。以通威为例，隆基、天合光能、晶

科等均与公司签订长期采购协议，2021~2023

年均采购数量约为

18

万吨，约占

2021

年通威实

际产能

9

万吨的

200%。

综合供需形势及价格走势，2021~2022

多晶硅行业龙头企业盈利预计将大幅上涨。5.3

硅片：行业扩产加快，竞争预期加剧，锁定硅料者为王①硅片扩产巨大，竞争预期加剧硅片扩产加速，预期竞争将加剧。近年来，单晶硅片环节呈现隆基与中环双寡头格局，毛利

率较高。由于看好光伏行业发展，各大企业加速产能扩张，同时，也吸引了京运通、上机数

控等非硅片企业加入进来。根据中国有色金属工业协会硅业分会测算，截至

2020

年底，硅

片企业产能为

205GW，预计

2021

年将扩产至

310GW，同比增长

51%。由此，预期未来硅片行业的竞争将加剧。②硅料供应不足，锁定多晶硅料，产能方可运转2021

预计硅片产能达到

310GW，如果按单瓦硅耗

2.9g计算，所需硅料为

89.9

万吨，远

超

2021

年硅料的有效产能

57.5

万吨。在这种情况下，一部分产能将闲置，只有锁定硅料

长单的产能才能落地生产。为避免硅料短缺，硅片企业纷纷签订长单。根据统计，自

2020

年下半年以来隆基、天合光

能、晶科等企业纷纷与多晶硅企业签署了长单协议，以保障产能平稳运行。在众多下游企业中，隆基长单锁定多晶硅最多，同时，隆基已与多晶硅龙头通威达成战略合

作协议，通威硅料将优先保障隆基订单。在市场硅片扩产加速的形势下，这使得隆基能够始

终维持其在原材料采购上的相对优势，维持较高的产能利用率，避免出现产能空置情况，顺

势提升市占率。③依托硅料保障和成本管控优势，隆基将在硅片大战中获胜尽管从行业产能角度看，未来硅片行业的玩家数量将变多，行业竞争预期会加剧。然而，考虑到硅料在未来两年均处于供应偏紧状态，隆基锁定长单，已拥有充足的原料保障；同时，

隆基作为单晶硅片的技术引领者，长期以来一直致力于通过技术进步实现降本增效，在单晶

硅片生产上具备出众的成本管控能力。因此，预期在未来的硅片竞争中，隆基将保持竞争优

势。5.4

电池片：异质结形势喜人，拭目以待目前，单晶

PERC电池是光伏电池的主流产品，量产效率达到约

23%，逐步接近

24.5%的

效率极限。与单晶

PERC电池相比，异质结电池（HJT）效率更高，工艺更简单，生产能

耗更低，当前主要的缺点是成本较高。目前，成本较高是制约

HJT技术推广的关键因素，其中，主要是制造设备成本和金属浆料

成本较高。当前

HJT电池成本相较

PERC电池仍高约

30%。国内企业处于中试阶段，产品效率较高，正在努力降低成本。晋能科技

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